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DOF: 23/11/2018
ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía determina las especificaciones internacionales y requisitos previstos en normas mexicanas para la realización de los diagnósticos sobre el sistema de medición, como parte del Estudio de Instalaciones,

ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía determina las especificaciones internacionales y requisitos previstos en normas mexicanas para la realización de los diagnósticos sobre el sistema de medición, como parte del Estudio de Instalaciones, conforme a lo establecido en el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.

ACUERDO Núm. A/036/2018
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA DETERMINA LAS ESPECIFICACIONES INTERNACIONALES Y REQUISITOS PREVISTOS EN NORMAS MEXICANAS PARA LA REALIZACIÓN DE LOS DIAGNÓSTICOS SOBRE EL SISTEMA DE MEDICIÓN, COMO PARTE DEL ESTUDIO DE INSTALACIONES, CONFORME A LO ESTABLECIDO EN EL MANUAL PARA LA INTERCONEXIÓN DE CENTRALES ELÉCTRICAS Y CONEXIÓN DE CENTROS DE CARGA.
El Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en los artículos 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 5, 22, fracciones I, II, III, IV, XXIV, XXVI, inciso a), y XXVII, 27, 41, fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, 4 y 16, fracciones VII y IX de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1, 2, 6, 12, fracciones I, XXI, XXXIX, XLVII y LII, 37, 46, 132 y 158 de la Ley de la Industria Eléctrica; 2, fracción II, inciso a), 53, párrafo tercero y 54 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 113 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, fracciones I, V y XLIV del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, así como en los numerales 8.2.2, 8.4.1 y 9.1.4 del Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, y
CONSIDERANDO
PRIMERO. Que de conformidad con los artículos 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, y 2, fracción II y 3 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una dependencia de la administración pública centralizada con autonomía técnica, operativa y de gestión, con carácter de órgano regulador coordinado en materia energética.
SEGUNDO. Que de acuerdo con los artículos 4, 41, fracción III y 42 de la LORCME, corresponde a la Comisión regular y fomentar el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma parte del servicio público y la comercialización de electricidad, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.
TERCERO. Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II y III de la LORCME, es facultad de la Comisión emitir acuerdos y demás actos administrativos necesarios para el cumplimiento de sus funciones, entre ellas vigilar y supervisar el cumplimiento de la regulación aplicable a quienes realicen actividades reguladas en el ámbito de su competencia.
CUARTO. Que de conformidad con el artículo 12, fracción XXXIX de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), es facultad de la Comisión regular, supervisar y ejecutar el proceso de estandarización y normalización en materia del Sistema Eléctrico Nacional.
QUINTO. Que de conformidad con lo establecido en el artículo 37 de la LIE, la medición de la energía eléctrica y de los Servicios Conexos entregados y recibidos por las Centrales Eléctricas y Centros de Carga que estén representados por Generadores o por Usuarios Calificados Participantes del Mercado, así como aquellos entregados y recibidos en los demás puntos del Sistema Eléctrico Nacional, se regirá por las Reglas del Mercado.
SEXTO. Que la medición, como elemento objetivo de liquidación, es fundamental para el adecuado funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en especial para las actividades de Generación y de Suministro Calificado. Para ello, se requiere de instrumentos de medición cuyas funcionalidades sean acordes con el servicio, en donde la exigencia de las características funcionales de los medidores no propicie costos innecesarios.
 
SÉPTIMO. Que el 13 de marzo de 2017, la Comisión publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica. Especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento, con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de marzo de 2017, misma que concluyó el 14 de septiembre de 2017.
OCTAVO. Que el 26 de septiembre de 2017, la Comisión publicó en el DOF el Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía expide por segunda vez consecutiva la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica. Especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento (NOM de Emergencia), con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de septiembre de 2017, misma que concluyó el 14 de marzo de 2018.
NOVENO. Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo 48 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), en ningún caso se podrá expedir más de dos veces consecutivas la misma norma con el carácter de Norma Oficial Mexicana de Emergencia.
DÉCIMO. Que el 15 de enero de 2018, se publicó en el DOF el Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía ordena la publicación del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de instrumento-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad (Proyecto de NOM), cuyo plazo de consulta pública concluyó el 16 de marzo de 2018.
UNDÉCIMO. Que en razón de lo anterior, la Comisión advierte la existencia de un vacío normativo para el periodo que comprende del fin de la vigencia de la NOM de Emergencia a la entrada en vigor de la Norma Oficial Mexicana definitiva en materia de medición de energía eléctrica que para tal efecto expida la Comisión.
DUODÉCIMO. Que el artículo 53, párrafo tercero, de la LFMN dispone que cuando no exista norma oficial mexicana, las dependencias competentes podrán requerir que los productos o servicios a importarse ostenten las especificaciones internacionales con que cumplen, las del país de origen o a falta de éstas, las del fabricante.
DECIMOTERCERO. Que el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio de la Organización Mundial del Comercio reconoce, en su parte considerativa, la importancia de la contribución que las normas internacionales pueden hacer para aumentar la eficacia de la producción y facilitar el comercio internacional.
En ese sentido, las normas internacionales emitidas por la International Electrotechnical Commission (IEC) son un elemento clave para el comercio internacional de productos y servicios relacionados con diversas tecnologías. Particularmente, para el MEM se identifica que para la medición de variables requeridas en el monitoreo del desempeño de ese mercado, las normas IEC se constituyen como una herramienta para que los sistemas de medición registren variables de energía activa, reactiva y calidad de la potencia eléctrica, necesarias para el funcionamiento de dicho mercado.
DECIMOCUARTO. Que con base en lo indicado en el artículo 54 de la LFMN, las normas mexicanas constituirán referencia para determinar la calidad de los productos y servicios de que se trate, particularmente para la protección y orientación de los consumidores. Dichas normas en ningún caso podrán contener especificaciones inferiores a las establecidas en las normas oficiales mexicanas.
DECIMOQUINTO. Que las funciones y requerimientos de medición mínimos necesarios para no limitar el desarrollo del MEM, respecto a los medidores de energía eléctrica y a los transformadores de instrumento que requieran las Centrales Eléctricas, los Centros de Carga de Suministro Calificado, los Solicitantes de Interconexión o Conexión o, en su caso, cualquier interesado, son los siguientes:
a)    Para los medidores de energía eléctrica:
i.     IEC 62053-22:2003 o 2016-Electricity metering equipment (a.c.)-Particular requirements-Part 22: Static meters for active energy (classes 0,2 S and 0,5s);
ii.     IEC 62053-23:2003 o 2016-Electricity metering equipment (a.c.)-Particular requirements-Part 23: Static meters for reactive energy (classes 2 and 3);
 
iii.    IEC 62052-11:2003 o 2016-Electricity metering equipment (a.c.)-General requirements, tests and test conditions-Part 11: Metering equipment;
iv.    IEC 61000-4-30:2008 o 2015-Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 4-30: Testing and measurement techniques-Power quality measurement methods (Nota: Esta norma es de cumplimiento obligatorio únicamente para los medidores de calidad de la potencia, los cuales deberán ser clase A), y
v.     IEC 60529:2013 CSV Consolidated version, Degrees of protection provided by enclosures (IP Code) (Código IP40, para interior y Código IP 52 o IP54, para exterior).
Asimismo, las especificaciones del Anexo Único, con base en la norma IEC 62052-11 antes señalada, indican otras funcionalidades que el medidor de energía eléctrica tendrá, de acuerdo a su aplicación.
b)    Para los transformadores de instrumento:
Las normas mexicanas y especificaciones internacionales señalan los requerimientos mínimos necesarios para un transformador de instrumento, conforme a la Clase de exactitud, como se indican a continuación:
Equipo
Clase de exactitud
Requisito
Transformador de corriente
0.2S o mejor
NMX-J-615-1-ANCE-2018, Transformadores de medida-Parte 1: Requisitos generales, y
NMX-J-109-ANCE-2018, Transformadores de corriente-Especificaciones y métodos de prueba.
Transformador de potencial inductivo
0.2 o mejor
NMX-J-615-1-ANCE-2018, Transformadores de medida-Parte 1: Requisitos generales, y
NMX-J-615-3-ANCE-2018, Transformadores de medida-Parte 3: Requisitos adicionales para transformadores de potencial inductivo.
Transformador de potencial capacitivo
0.2 o mejor
NMX-J-615-1-ANCE-2018, Transformadores de medida-Parte 1: Requisitos generales, y
NMX-J-615-5-ANCE-2018, Transformadores de medida-Parte 5: Requisitos adicionales para transformadores de potencial capacitivo.
Transformador combinado
0.2S o mejor para el transformador de corriente y 0.2 o mejor para el transformador de potencial
IEC 61869-4:2013 Instrument Transformers-Part 4: Additional requirements for combined transformers, NMX-J-109-ANCE-2018, Transformadores de corriente-Especificaciones y métodos de prueba, y NMX-J-615-3-ANCE-2018, Transformadores de medida-Parte 3: Requisitos adicionales para transformadores de potencial inductivo.
 
DECIMOSEXTO. Que el 9 de febrero de 2018, la Secretaría de Energía publicó en el DOF el Acuerdo por el que se emite el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga (Manual), que tiene por objetivo general establecer el procedimiento que observará el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) para la atención de las Solicitudes de Interconexión y Conexión en sus distintas Modalidades correspondientes, así como el proceso para la realización física de la Interconexión de Centrales Eléctricas o Conexión de Centros de Carga en sus distintas modalidades a la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución, con base en principios de eficiencia, transparencia y objetividad y garantizando el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión.
DECIMOSÉPTIMO. Que el numeral 9.1.4 del Manual establece que el Cenace podrá requerir a los Transportistas, Contratistas o Distribuidores la información y, en su caso, la documentación de las Características Técnicas Específicas sobre las instalaciones y sus equipos, con la finalidad de llevar a cabo los Estudios y Análisis necesarios para los estudios de interconexión y conexión que se establecen en el Capítulo 9 del Manual.
 
DECIMOCTAVO. Que los numerales 8.2.2, inciso d. y 8.4.1, inciso c. del Manual establecen que el Estudio de Instalaciones es el Estudio de Interconexión o Conexión en que se señalarán las características de los sistemas de medición.
DECIMONOVENO. Que la Comisión advierte la necesidad de proveer de certeza jurídica al Transportista, al Distribuidor, Solicitantes de Interconexión y Conexión, y demás interesados con respecto a las características de los sistemas de medición que señalen los Estudios de Instalaciones, a fin de lograr la Interconexión de las Centrales Eléctricas y la Conexión de los Centros de Carga.
VIGÉSIMO. Que los diagnósticos a los sistemas de medición que el Transportista o el Distribuidor emitan atendiendo requerimientos del Cenace para la elaboración del Estudio de Instalaciones a que se refieren los numerales 8.2.2, inciso d. y 8.4.1, inciso c. del Manual, constituyen un elemento del proceso de Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, por lo que la Comisión advierte la necesidad de emitir el presente Acuerdo para que el Transportista y el Distribuidor estén en posibilidad de entregar dichos diagnósticos.
VIGÉSIMO PRIMERO. Que el Proyecto de NOM incorpora las especificaciones internacionales, funcionalidades y normas mexicanas señaladas en el presente Acuerdo.
VIGÉSIMO SEGUNDO. Que en razón de lo anterior, la Comisión emite el presente Acuerdo, en tanto entra en vigor la norma oficial mexicana en materia de sistemas de medición de energía eléctrica.
ACUERDO
PRIMERO. La Comisión Reguladora de Energía determina que, con motivo de la conclusión de la vigencia de la Norma Oficial Mexicana de Emergencia "NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica. Especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento", el Transportista y el Distribuidor deberán revisar las especificaciones técnicas y funcionalidades establecidas en las Normas Internacionales emitidas por la International Electrotechnical Commission y las Normas Mexicanas referidas en el Considerando Decimoquinto y en el Anexo Único del presente Acuerdo, para la realización de los diagnósticos de los sistemas de medición que integren los Estudios de Instalaciones a que se refiere el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.
SEGUNDO. El presente Acuerdo no generará ningún derecho adquirido en favor de los sujetos obligados al cumplimiento de la Norma Oficial Mexicana en materia de medición de energía eléctrica que para tal efecto emita la Comisión Reguladora de Energía, conforme al procedimiento establecido en el artículo 47 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, por lo que estarán sujetos a la observancia de las obligaciones en ella establecidas a su entrada en vigor.
TERCERO. Publíquese el presente Acuerdo en el Diario Oficial de la Federación.
CUARTO. El presente Acuerdo entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
Así lo resolvió el Órgano de Gobierno de esta Comisión, por mayoría de cuatro votos a favor y tres en contra de las comisionadas Montserrat Ramiro Ximénez, y Neus Peniche Sala y el comisionado Jesús Serrano Landeros quienes formularon "Voto en contra razonado".
QUINTO. Inscríbase el presente Acuerdo bajo el número A/036/2018, en el Registro Público al que refieren los artículos 22, fracción XXVI y 25, fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 4 y 16 del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.
Ciudad de México, a 26 de octubre de 2018.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.- Rúbrica.- El Comisionado, Marcelino Madrigal Martínez.- Rúbrica.- En contra: la Comisionada, Neus Peniche Sala.- Rúbrica.- El Comisionado, Luis Guillermo Pineda Bernal.- Rúbrica.- En contra: la Comisionada, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez.- Rúbrica.- En contra: el Comisionado, Jesús Serrano Landeros.- Rúbrica.- El
Comisionado, Guillermo Zúñiga Martínez.- Rúbrica.
ANEXO ÚNICO ACUERDO Núm. A/036/2018
Tabla A. Funciones mínimas de medidores de energía eléctrica
Funciones mínimas requeridas
Aplicación
Medición en alta tensión
con calidad de la potencia
Mayor a 69 kV
Medición en media y
baja tensión sin
calidad de la potencia
PANTALLA o
DISPLAY
En idioma español preferentemente o inglés.
Visualización de los registros de valores instantáneos y registros de energía con unidades de medida (kWh, kvarh, kW, V, A, etc.)


PLACA DE DATOS
a)   Nombre del fabricante;
b)   Modelo del medidor;
c)   País de origen;
d)   Año de fabricación;
e)   Número de Lote;
f)    Tensión nominal
;
g)   Corriente nominal
h)   Corriente máxima
i)    Frecuencia nominal
;
j)    Número de serie;
k)   Número de fases;
l)    Número de hilos;
m)  Número de elementos;
n)   Multiplicador de registro (si es distinto de uno);
o)   Kh (constante del medidor en watt horas por pulso del medidor);
p)   Clase de exactitud;
q)   Dirección del flujo de energía: bidireccional o unidireccional.


 
REGISTRO DE
MEDICIÓN EN
PERIODOS DE 5
MINUTOS
Energía activa


Energía reactiva en los cuatro cuadrantes


Energía aparente

MT-
BT â n/a
Factor de Potencia promedio de cinco minutos

MT-
BT- n/a
 
Potencia activa
Máxima

n/a
Mínima

n/a
Promedio


Potencia reactiva en los cuatro cuadrantes
Mínima

n/a
Máxima

n/a
Promedio


Potencia aparente
Máxima

n/a
Mínima

n/a
Promedio

MT-
BT â n/a
Corriente
Máxima

n/a
Mínima

n/a
Promedio

MT-
BT â n/a
Tensión
Máxima

n/a
Mínima

n/a
Promedio

MT-
BT â n/a
 
MEDICIÓN DE
CALIDAD DE LA
POTENCIA
CLASE A
Eventos de incremento repentino de la tensión (swell)

n/a
Eventos de decremento repentino de la tensión (sag)

n/a
Parpadeo de tensión (flicker)

n/a
Interrupción momentánea, temporal y sostenida

n/a
Desbalance de tensión

n/a
Variación de frecuencia

n/a
Armónicas de tensión y corriente

n/a
REPORTES
Perfiles de carga


Parámetros eléctricos con estampa de tiempo

n/a
Valores promedio por periodo

n/a
PUERTO DE
COMUNICACIONES
Puerto óptico


Puerto RS485

n/a
 
 
Puerto Ethernet TCP/IP (1)

R.P.
Puerto de radiofrecuencia(2)
n/a
R.P
PROTOCOLOS DE
COMUNICACIÓN
DNP3(3) sobre RS485

n/a
DNP3(3) sobre TCP/IP

MT- R.P.
BT- n/a
Propietario


SINCRONÍA DE
TIEMPO O
ESTAMPA DE
TIEMPO
Vía IRIG B

n/a
Vía DNP3 (3)

MT- R.P.
BT- n/a
Vía NTP/SNTP

MT- R.P.
BT- n/a
Vía Sistema de Adquisición


MONTAJE
Tipo Tablero Extraíble

R.P.
Tipo Socket
n/a
R.P.
Otro
R.P.
R.P.
OTRAS
FUNCIONES
Software propietario para extracción, almacenamiento de datos y configuración.
Para Alta Tensión, se deberá demostrar que cuenta con niveles de seguridad, registro de eventos-alarmas, autodiagnóstico y exportación segura de archivos de datos.


Notas:
       Aplica
n/a.   No Aplica
R.P.  Requisito Particular: conforme a las condiciones de la RNT o las RGD que definen la necesidad de características específicas, respecto al protocolo de comunicación, sincronía de tiempo o estampa de tiempo y/o montaje, respectivamente.
AT    Alta Tensión
MT    Media Tensión
BT    Baja Tensión
(1)     Soporte hasta cinco sesiones simultáneas para medidores que requieran puerto Ethernet TCP/IP a través de software propietario y protocolo DNP3.
(2)     La aplicación de este puerto de comunicaciones debe atender lo indicado en el Manual de Requerimientos de Tecnologías de la Información y Comunicaciones para el Sistema Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista. (DOF: 04/12/2017)
(3)     Véase los parámetros del protocolo DNP3
 
Parámetros para el protocolo DNP3
1. Generalidades
El medidor deberá tener la capacidad de comunicarse vía puerto TCP/IP con el protocolo DNP3 para
efectos de transmitir la información al CENACE o Transportista o Distribuidor, según sea el caso.
La tabla B indica el mapa DNP3 requerido.
2. Perfil de dispositivo DNP3
Tabla B. Mapa DNP3 requerido
DNP3
Documento de perfil para equipos de medición
Nivel requerido:
Nivel 2
Objetos, Funciones y/o calificadores adicionalmente requeridos a los del Nivel 2:
·  Objeto 22, Variación 5-evento de contador de 32 bits con estampa de tiempo
·  Objeto 22, Variación 6-evento de contador de 16 bits con estampa de tiempo
·  Objeto 32, Variación 3-evento analógico de 32 bits con estampa de tiempo
·  Objeto 32, Variación 4-evento analógico de 16 bits con estampa de tiempo
Tipo de conexiones soportadas:
Redes IP
Tipo de conexión con la Maestra:
Conexión TCP/IP
Número de puerto escucha TCP:
(Número de puerto en el que se recibirán peticiones de conexión TCP para el caso de conexión directa con la Maestra)
20000
Soporte para recibir sincronía de tiempo:
En ningún caso la Maestra sincronizará a los equipos de medición
Dirección física o de capa de enlace de datos:
(En caso de conexión directa con la Maestra)
Configurable, rango de 1 a 65519
Nota: La Maestra siempre tendrá configurada la dirección física o de capa de enlace de datos 0 (cero)
Confirmación a nivel de capa de enlace de datos:
(En caso de conexión directa con la Maestra)
lo cuando la Maestra lo requiera
Confirmación a nivel de capa de aplicación:
(En caso de conexión directa con la Maestra)
lo cuando el equipo de medición envíe eventos de cualquier tipo a la Maestra.
Organización del Buffer de eventos:
Los eventos de estados, analógicos y de contadores se deberán almacenar en distinto buffer
Soporte para respuestas no solicitadas:
(En caso de conexión directa con la Maestra)
Nunca
Contadores
Número de objeto estático: 20
Número de objeto de evento: 22
Número de variación estática que debe reportar cuando recibe la petición de variación 0
(En caso de conexión directa con la Maestra)
Configurable:
·  Variación 1: contador de 32 bits o
·  Variación 2: contador de 16 bits
 
Número de variación de evento que debe reportar cuando recibe la petición de variación 0
Para el caso en que el equipo de medición esté conectado directamente a una UTR, la estampa de tiempo de los eventos de contador se debe originar en el equipo de medición, no en la UTR.
Configurable:
·  Variación 1: evento de contador de 32 bits sin estampa de tiempo
·  Variación 2: evento de contador de 16 bits sin estampa de tiempo
·  Variación 5: evento de contador de 32 bits con estampa de tiempo
·  Variación 6: evento de contador de 16 bits con estampa de tiempo
Modo de reportar eventos:
Cuando exista más de un evento asociado a un mismo punto, el medidor de energía puede incluir todos los eventos o sólo los eventos más recientes.
Siempre incluirá todos los eventos
Los contadores se deberán incluir en una respuesta a una clase 0:
Siempre
Recuento de contadores:
Configurable:
·  16 bits (65,535)
·  32 bits (4,294,967,295)
·  Al número máximo de recuento
(En caso de que el recuento sea configurable para más de 65,535 cuentas para 16-bit o más de 4,294,967,295 cuentas para 32 bits)
Número de clase predeterminada para asignación de eventos de contador:
(En caso de conexión directa con la Maestra)
Clase 3 (Objeto 60, variación 4)
Analógicos
Número de objeto estático: 30
Número de objeto de evento: 32
 
Número de variación estática que debe reportar cuando recibe la petición de variación 0
(En caso de conexión directa con la Maestra)
Configurable:
·  Variación 1: analógico de 32 bits con bandera o
·  Variación 2: analógico de 16 bits con bandera
Número de variación de evento que debe reportar cuando recibe la petición de variación 0
Para el caso en que el equipo de medición esté conectado directamente a una UTR, la estampa de tiempo de los eventos analógicos se debe originar en el equipo de medición, no en la UTR.
Configurable:
·  Variación 1: evento analógico de 32 bits sin estampa de tiempo
·  Variación 2: evento analógico de 16 bits sin estampa de tiempo
·  Variación 3: evento analógico de 32 bits con estampa de tiempo
·  Variación 4: evento analógico de 16 bits con estampa de tiempo
Modo de reportar eventos:
Cuando exista más de un evento asociado a un mismo punto, el medidor de energía puede incluir todos los eventos o sólo los eventos más recientes.
Siempre incluirá todos los eventos
Número de clase predeterminada para asignación de eventos analógicos:
(En caso de conexión directa con la Maestra)
Clase 2 (Objeto 60, variación 3)
Los analógicos se deberán incluir en una respuesta a una clase 0:
Siempre
Soporte para configuración de bandas muertas
Si
3. Implementación del protocolo DNP3 nivel 2
La implementación del protocolo DNP3 nivel 2 debe mostrar cuáles objetos, variaciones, códigos de función y calificadores soporta un medidor tanto en interrogación como en respuesta. La columna de peticiones identifica todas las interrogaciones que pueden ser enviadas por un dispositivo de telecontrol en modalidad de maestro y que deben ser procesadas por el equipo de medición. La columna de respuesta identifica todas las respuestas que pueden ser enviadas por el equipo de medición y deben ser procesadas por la Maestra. El detalle de las interrogaciones y respuestas se debe consultar el Estándar IEEE Std 1815-2012 y en el Perfil del dispositivo del mismo estándar, disponible en el siguiente enlace electrónico: https://www.dnp.org/default.aspx.
4. Mediciones analógicas
Mediciones analógicas estáticas: El medidor de energía debe ser capaz de responder con:
·  Objeto 30, Variación 1: entradas analógicas a 32 Bits con bandera.
·  Objeto 30, Variación 2: entradas analógicas a 16 Bits con bandera.
Mediciones analógicas por evento: El medidor de energía debe ser capaz de responder con:
·  Objeto 32, Variación 1: entradas analógicas por evento a 32 bits con bandera y sin estampa de tiempo.
·  Objeto 32, Variación 2: entradas analógicas por evento a 16 bits con bandera y sin estampa de tiempo.
·  Objeto 32, Variación 3: entradas analógicas por evento a 32 bits con bandera y estampa de tiempo.
·  Objeto 32, Variación 4: entradas analógicas por evento a 16 bits con bandera y estampa de tiempo.
5. Mediciones contadores
Mediciones estáticas contadores: El medidor debe ser capaz de responder con:
·  Objeto 20, Variación 1: entrada de contador a 32 bits con bandera.
·  Objeto 20, Variación 2: entrada de contador a 16 bits con bandera.
Mediciones por evento contadores: El medidor debe ser capaz de responder con:
 
·  Objeto 22, Variación 1: entrada de contador a 32 bits con bandera y sin estampa de tiempo.
·  Objeto 22, Variación 2: entrada de contador a 16 bits con bandera y sin estampa de tiempo.
·  Objeto 22, Variación 5: entrada de contador a 32 bits con bandera y estampa de tiempo.
·  Objeto 22, Variación 6: entrada de contador a 16 bits con vadera y estampa de tiempo.
Las siguientes Tablas indican los puntos DNP y sus variables.
Tabla B.1. Registro de eventos (digitales con estampado de tiempo)
Punto
DNP
Evento/Alarma
Comentarios
0
Falla interna detectada por el medidor
Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece
1
Cambio de configuración
Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece
Ejemplo: Cambio de relación de transformación
2
Activación de entradas digitales
Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece
3
Cambio a modo prueba y modo normal
Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece
4
Cambio de horario
Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece
5
Batería baja
Alarma que se sostiene durante el evento
6
Evento de calidad de la Potencia
Alarma única indicando la ocurrencia de cualquier evento de la calidad de la Potencia, se sostiene por 1 segundo y luego se restablece, sólo aplica para medidores con funciones de calidad de la potencia
Tabla B.2. Medición instantánea para monitoreo de valor eficaz del parámetro medido, obtenido en un
intervalo de 1 segundo o menor (analógicos de 32 bits)
La resolución de estas variables implementadas en DNP3 deben tener una resolución de 3 decimales, por lo que se podrán tener diferencias entre el valor registrado y el valor enviado en DNP3 del orden de milésimas redondeando el valor. Ejemplo: 10.2545 A será reportado como 10.255 A.
Punto
DNP
Parámetro
Unidad
Descripción
0
Uab
V
Tensión eficaz, (raíz cuadrática media)
1
Ubc
V
Tensión eficaz, (raíz cuadrática media)
2
Uca
V
Tensión eficaz, (raíz cuadrática media)
3
Uan
V
Tensión eficaz, (raíz cuadrática media)
4
Ubn
V
Tensión eficaz, (raíz cuadrática media)
5
Ucn
V
Tensión eficaz, (raíz cuadrática media)
6
Ulnprom
V
(Uan+Ubn+Ucn) / 3
7
Ullprom
V
(Uab+Ubc+Uca) / 3
8
Udesbalance
%
Calculado como Max (UllProm-Uab, UllProm-Ubc, UllProm-Uca) / UllProm Conforme a IEEE1159
9
Ia
A
Corriente eficaz, (raíz cuadrática media)
10
Ib
A
Corriente eficaz, (raíz cuadrática media)
11
Ic
A
Corriente eficaz, (raíz cuadrática media)
12
Iprom
A
(Ia+ Ib + Ic) / 3
13
Idesbalance
%
Calculado como Max (IProm-Ia, IProm-Ib, IProm-Ic) / IProm Conforme a IEEE1159
14
kW3f
kW
Potencia activa trifásica con signo
15
kvar3f
Kvar
Potencia reactiva trifásica con signo
 
16
kWa
kW
Potencia activa fase a con signo
17
kWb
kW
Potencia activa fase b con signo
18
kWc
kW
Potencia activa fase c con signo
19
kvara
Kvar
Potencia reactiva fase a con signo
20
kvarb
Kvar
Potencia reactiva fase b con signo
21
kvarc
Kvar
Potencia reactiva fase c con signo
22
Factor de potencia.
%
Factor de potencia
23
Cuadrante del
Factor de potencia
 
1 = Q1, 2 = Q2, 3 = Q3 y 4 = Q4
24
Frecuencia.
Hz
Frecuencia
Medición acumulada periodo de cinco minutos valores analógicos de 32 bits
25
kWmax5
kW
Valor analógico instantáneo máximo de la potencia activa evaluado en un periodo cincominutal.
26
kWdem15
kW
Valor analógico del promedio móvil de la potencia activa evaluado en intervalos de 15 minutos mediante series de tres registros cincominutales.
Tabla B.3. Medición liquidación y facturación (contador de 32 bits)
El valor se reinicia al inicio de cada periodo.
Punto
DNP
Parámetro
Unidad
Descripción
0
kWhE
Wh
kWh entregado de la hora anterior (consumo de la hora anterior) resolución de 3 decimales
1
kWhR
Wh
kWh recibido de la hora anterior (consumo de la hora anterior) resolución de 3 decimales
2
kvarh Q1
varh
kvarh Q1 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) resolución de 3 decimales
3
kvarh Q2
varh
kvarh Q2 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) resolución de 3 decimales
4
kvarh Q3
varh
kvarh Q3 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) resolución de 3 decimales
5
kvarh Q4
varh
kvarh Q4 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) resolución de 3 decimales
6
kWhEmes
Wh
kWh entregados mes anterior (consumo del mes anterior) resolución sin decimales
7
kWhRmes
Wh
kWh recibidos mes anterior (consumo del mes anterior) resolución sin decimales
 
Tabla B.4. Medición acumulada periodo de cinco minutos (contador de 32 bits)
Punto
DNP
Parámetro
Unidad
Descripción
8
kWhE
mWh
kWh entregado periodo cincominutal, resolución de 6 decimales
9
kWhR
mWh
kWh recibido periodo cincominutal, resolución de 6 decimales
10
kvarh Q1
mvarh
kvarh Q1 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales
11
kvarh Q2
mvarh
kvarh Q2 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales
12
kvarh Q3
mvarh
kvarh Q3 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales
13
kvarh Q4
mvarh
kvarh Q4 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales
 
Tabla B.5. Medición de calidad de potencia, resultado de la agregación de 10 minutos de acuerdo con
IEC 61000-4-30:2008 o 2015, sólo para medidores con calidad de la potencia (analógicos de 32 bits)
La resolución de estas variables implementadas en DNP3 deben tener una resolución de 3 decimales. Ejemplo: 10.2545 A será reportado como 10.255 A.
Punto
DNP
Parámetro
Tiempo
Unidad
Descripción
27
Udesnega
10 min.
%
Desbalance de secuencia negativa, valor resultado de la agregación de 10 minutos.
28
Idesnega
10 min.
%
29
Udescero
10 min.
%
Desbalance de secuencia cero, valor resultado de la agregación de 10 minutos.
30
Idescero
10 min.
%
31
F
10 s.
Hz
Valor resultado de la agregación de 10 segundos.
32
Udesnega10prom
Diario
%
Valor promedio estadístico resultado de un periodo de valoración diaria de los valores de agregación de los puntos DNP 38 a 42
33
Idesnega10prom
Diario
%
34
Udescero10prom
Diario
%
35
Idescero10prom
Diario
%
36
F10prom
Diario
Hz
37
Udesnega10max
Diario
%
Valor máximo resultado de un periodo de valoración diaria de los valores de agregación de los puntos DNP 38 a 42
38
Idesnega10max
Diario
%
39
Udescero10max
Diario
%
40
Idescero10max
Diario
%
41
F10max
Diario
Hz
42
Udesnega10minimo
Diario
%
Valor mínimo resultado de un periodo de valoración diaria de los valores de agregación de los puntos DNP 38 a 42
43
Idesnega10minimo
Diario
%
44
Udescero10minimo
Diario
%
45
Idescero10minimo
Diario
%
46
F10minimo
Diario
Hz
 
Tabla B.6. Medición de armónicas, valor resultado de la agregación de 10 minutos de acuerdo con IEC
61000-4-30:2008 o 2015, sólo para medidores con calidad de la potencia (analógicos de 32 bits).
La resolución de estas variables implementadas en DNP3 deben tener una resolución de 3 decimales. Ejemplo: 10.2545 A será reportado como 10.255 A.
Punto DNP
Parámetro
Tiempo
Unidad
Descripción
47
THD Uan
10 min
%
Distorsión armónica total, Valor resultado de la agregación de 10 minutos.
48
THD Ubn
10 min
%
49
THD Ucn
10 min
%
50
THD Ia
10 min
%
51
THD Ib
10 min
%
52
THD Ic
10 min
%
53
THD Uanmax
24 h
%
Valor máximo resultado de un periodo de valoración de 24 horas de los valores de agregación de 10 minutos de los puntos 47 a 52.
54
THD Ubnmax
24 h
%
55
THD Ucnmax
24 h
%
56
THD Iamax
24 h
%
57
THD Ibmax
24 h
%
58
THD Icmax
24 h
%
 
Tabla B.7. Cuentas de número de eventos de calidad de la potencia (contador de 32 bits).
Las cuentas de calidad de potencia para determinar el cumplimiento de acuerdo con la IEC 61000-4-30:2008 o 2015, y al Código de Red. El contador deberá activarse cada vez que el límite sea rebasado y el periodo de valoración del evento debe realizarse de forma diaria y reiniciando el contador a las cero horas.
Punto
DNP
Parámetro
Descripción
14
Pst, Parpadeo corto plazo
Contador de parpadeos corto plazo
15
Plt, Parpadeo largo plazo
Contador de parpadeos largo plazo
16
Decremento repentino de
tensión (Sag)
Sag fase A, Sag fase B, Sag fase C, Sag fase AB, Sag fase
BC, Sag fase CA, Sag 3F, contador de eventos acumulados,
cualquiera de las 3 fases (Ua, Ub y Uc)
17
Incremento repentino de
tensión (Swell)
Swell fase A, Swell fase B, Swell fase C, Swell fase AB, Swell
fase BC, Swell fase CA, Swell 3F, contador de eventos
acumulados, cualquiera de las 3 fases (Ua, Ub y Uc)
18
Interrupciones
Int fase A, Int fase B, Int fase C, Int 3F, Int fase AB, Int fase
BC, Int fase CA, (contador de eventos acumulados)
19
Frecuencia
Contador de eventos acumulados fuera
Límite
20
% THD, Uan
21
% THD, Ubn
22
% THD, Ucn
23
% THD, Ia
24
% THD, Ib
25
% THD, Ic
______________________________
 

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